El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que el crecimiento de la producción de petróleo en Vaca Muerta permitirá a la Argentina contar en la próxima década con una de las energías más económicas del planeta gracias al incremento del gas asociado, un recurso que, según estimó, cubrirá ampliamente la demanda interna.
Durante su participación en la Conferencia Anual de ARPEL 2026, el ejecutivo señaló que el desarrollo masivo de los bloques petroleros no convencionales generará volúmenes crecientes de gas asociado, lo que modificará estructuralmente el mercado energético local.
“Creo que a partir de 2029 no será necesario perforar nuevos pozos de gas para abastecer el mercado interno”, afirmó Marín. Según explicó, la expansión de la producción de crudo en Vaca Muerta derivará en una mayor disponibilidad de gas natural, lo que contribuirá a reducir los costos energéticos para la industria y el conjunto de la economía.
En ese contexto, consideró que hacia 2030 o 2040 el país podría ubicarse entre los cinco mercados con la energía más barata del mundo, una condición que, a su juicio, abrirá nuevas oportunidades para atraer inversiones industriales vinculadas a la petroquímica y la transformación de materias primas.
El titular de YPF también repasó el avance del proyecto Argentina LNG, la iniciativa que la compañía desarrolla junto con la italiana Eni y XRG, la unidad de inversiones energéticas internacionales de ADNOC Group. El plan prevé monetizar los recursos gasíferos de Vaca Muerta mediante exportaciones de gas natural licuado a gran escala.
Marín confirmó que la empresa se prepara para iniciar la búsqueda de financiamiento internacional por unos 24.000 millones de dólares bajo la modalidad project finance, uno de los pasos clave para concretar la primera etapa del desarrollo.
De acuerdo con sus estimaciones, el proyecto podría generar exportaciones por alrededor de 50.000 millones de dólares anuales para el país una vez alcanzado su máximo potencial. Además, sostuvo que permitirá duplicar la dimensión operativa de YPF y posicionarla entre los principales exportadores globales de GNL.
“Tenemos que comenzar la ejecución del proyecto en 2027 y estamos trabajando muy fuerte para lograrlo”, señaló el ejecutivo.
El Gobierno de Neuquén dio un nuevo impulso al desarrollo de Vaca Muerta al otorgar a YPF cinco concesiones de explotación no convencional que contemplan inversiones iniciales superiores a los US$ 525 millones, la perforación de 38 pozos horizontales y un aporte extraordinario para infraestructura de más de US$ 158 millones.
La medida, formalizada por la administración de Rolando Figueroa, incorpora a la petrolera estatal las áreas Aguada Villanueva Norte, Meseta Buena Esperanza I y II, y Las Tacanas I y II, bloques que habían sido transferidos por Pluspetrol y que ahora pasan a integrar el portafolio estratégico de YPF en la formación neuquina.
Desde la provincia consideran que las nuevas concesiones constituyen una herramienta clave para profundizar el desarrollo de los recursos de shale gas y shale oil, incrementar la actividad en Vaca Muerta y consolidar las condiciones necesarias para abastecer los proyectos de gas natural licuado que se proyectan para los próximos años.
El paquete aprobado contempla programas piloto con 38 pozos horizontales y desembolsos por más de US$ 525 millones. Además, YPF deberá realizar un aporte de infraestructura por US$ 158,2 millones que será destinado a obras prioritarias para acompañar el crecimiento de la actividad hidrocarburífera en la provincia.
La mayor inversión se concentrará en las áreas Meseta Buena Esperanza y Las Tacanas. En los bloques Meseta Buena Esperanza I y II se prevé la perforación de 18 pozos horizontales con inversiones cercanas a US$ 250 millones. En tanto, Las Tacanas I y II demandarán más de US$ 247 millones para la perforación de otros 18 pozos.
Por su parte, Aguada Villanueva Norte incorporará dos nuevos pozos horizontales mediante una inversión inicial de US$ 29 millones, además de sumar a la concesión dos pozos que ya se encuentran en producción.
La decisión se enmarca en la estrategia que impulsa el Gobierno neuquino para acelerar el desarrollo de los recursos no convencionales y fortalecer el perfil exportador de la provincia. Actualmente, Neuquén concentra 56 proyectos de explotación de shale y tightoil y gas distribuidos sobre más de 11.300 kilómetros cuadrados de Vaca Muerta.
Las cifras reflejan la escala que alcanzó el desarrollo de la formación. Las etapas piloto de los proyectos vigentes representan inversiones cercanas a los US$ 10.000 millones y la perforación de 695 pozos, mientras que los planes de desarrollo masivo proyectan desembolsos superiores a los US$ 232.700 millones y más de 15.900 pozos en las próximas décadas.
Para la administración provincial, el crecimiento de la producción gasífera será determinante para respaldar las iniciativas de licuefacción y exportación de GNL que buscan convertir a Argentina en un nuevo proveedor global de energía.
En ese contexto, Figueroa viene insistiendo en la necesidad de mejorar la competitividad del sector para garantizar la llegada de inversiones y la apertura de nuevos mercados internacionales. El objetivo es que el gas de Vaca Muerta no sólo abastezca la demanda local, sino que se transforme en uno de los principales motores de generación de divisas para el país.
Los países del Mercosur y Chile dieron un nuevo paso hacia la construcción de un mercado regional de gas natural que podría movilizar intercambios comerciales cercanos a los USD 5.000 millones anuales, reducir costos energéticos y fortalecer la seguridad de abastecimiento en toda la región.
La proyección surge de la quinta fase del Proyecto Regional de Integración Gasífera, presentada por la Organización Latinoamericana y Caribeña de Energía (OLACDE) y CAF – Banco de Desarrollo de América Latina y el Caribe durante un encuentro realizado en São Paulo con la participación de funcionarios, empresas energéticas, reguladores y especialistas del sector.
Según las conclusiones del estudio, una mayor articulación entre Argentina, Brasil, Bolivia, Chile, Paraguay y Uruguay permitiría alcanzar flujos regionales de entre 60 y 70 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, generando beneficios económicos estimados entre USD 900 millones y USD 2.000 millones por año.
El trabajo identifica una cartera de inversiones superior a los USD 25.000 millones destinada a ampliar y modernizar la infraestructura de transporte regional. En total, contempla cerca de 6.000 kilómetros de nuevos gasoductos y ampliaciones, además de más de un millón de HP de potencia de compresión para incrementar la capacidad de transporte.
Uno de los principales motores de esta integración es la complementariedad entre el crecimiento de la producción de gas de Vaca Muerta y la expansión del desarrollo offshore del Pre-Sal brasileño. Los especialistas consideran que ambos polos productivos pueden convertirse en la base de un mercado regional más profundo y competitivo.
Durante la apertura del encuentro, el jefe de Asesoría Estratégica de OLACDE, Guido Maiulini, sostuvo que América del Sur enfrenta una oportunidad histórica para avanzar hacia una integración energética más sólida en un contexto internacional marcado por la volatilidad de los mercados.
“El potencial de intercambio regional supera los USD 5.000 millones anuales y permitirá contar con una energía más competitiva, accesible y segura para industrias y consumidores”, señaló.
Desde Brasil, el director del Departamento de Gas Natural del Ministerio de Minas y Energía, Marcello Gomes Weydt, destacó que la integración regional es una herramienta clave para reducir los costos del gas y aumentar la competitividad de los sectores industriales de alto consumo energético.
El estudio también señala que una mayor conectividad permitiría disminuir la dependencia de importaciones de GNL, gasoil y electricidad, optimizando al mismo tiempo la utilización de la infraestructura existente y ampliando las exportaciones intrarregionales.
Entre los corredores analizados aparecen ampliaciones sobre el Gasoducto Norte argentino, GasAndes, el Gasoducto Centro Oeste brasileño, GNEA, Tratayén-La Carlota y nuevas conexiones entre Argentina, Bolivia, Brasil, Paraguay y Uruguay, además de iniciativas vinculadas al proyecto del Gasoducto Bioceánico.
Los análisis técnicos muestran que varios de estos corredores podrían convertirse en polos de desarrollo industrial, especialmente para actividades intensivas en consumo de gas como la producción de fertilizantes, la siderurgia y la generación eléctrica.
Sin embargo, los especialistas coincidieron en que la concreción de estos proyectos requerirá avanzar en acuerdos regulatorios, contratos de largo plazo y esquemas tarifarios que brinden previsibilidad a los inversores.
El informe concluye que una mayor integración gasífera no sólo permitiría aprovechar mejor los recursos energéticos disponibles en la región, sino también reducir la exposición a crisis internacionales, fortalecer la transición energética y crear nuevas oportunidades para el desarrollo industrial del Cono Sur.
La actividad de fractura hidráulica en Vaca Muerta volvió a mostrar en mayo de 2026 un nivel de fuerte dinamismo. Según el registro mensual, en la provincia de Neuquén se concretaron 2.484 etapas de fractura, una cifra que se ubica entre las marcas más altas desde el inicio del desarrollo masivo del shale argentino.
El dato informado por Luciano Fucello, country manager de NCS Multistage, confirma que la formación mantiene un ritmo operativo elevado, aun después del pico alcanzado en marzo de este año, cuando se informaron 2.616 etapas, el mayor volumen mensual registrado hasta el momento. En abril, la actividad había mostrado una moderación, con 2.335 etapas de fractura, por lo que el resultado de mayo implica una recuperación mensual cercana al 6,4%.
El último registro implica la tercera marca de la historia no convencional de Argentina.
Las etapas de fractura son uno de los indicadores más relevantes para medir el pulso de Vaca Muerta, porque anticipan la puesta en producción de nuevos pozos y reflejan el nivel de ejecución de los planes de desarrollo de las operadoras. A diferencia de otros datos de producción, que suelen tener un rezago temporal, la cantidad de fracturas permite observar con mayor inmediatez el ritmo de inversión y actividad en los bloques no convencionales.
En ese sentido, las 2.484 etapas de mayo muestran que el shale neuquino continúa operando cerca de sus máximos. Se espera que al final de 2026 los bloques de la formación geológica neuquina alcancen su mejor desempeño de la historia.
De acuerdo con el informe, el 80 por ciento de la actividad se concentra en pozos de shale oil, la variante que rige la estricta actualidad. Las productoras amplían el mapa productor, que a fines de año tendrá un nuevo hecho histórico para el petróleo no convencional de Neuquén: la puesta en marcha del VMOS, el oleoducto exportador en Punta Colorada, Río Negro.
El alto nivel de fracturas, en ese contexto, implica el sendero de crecimiento necesario para abastecer la demanda interna, ampliar las exportaciones de crudo y acompañar las obras de infraestructura que buscan descomprimir los cuellos de botella del sistema.
La comparación histórica muestra que la industria ya consolidó una nueva escala. Si en 2024 los récords se medían en torno a las 1.700 etapas mensuales, en 2025 el salto llevó el máximo a 2.588, y en 2026 el techo se elevó hasta 2.616 etapas.
Los subsidios energéticos volvieron a ganar protagonismo en la agenda económica. Entre enero y abril de 2026, las transferencias del Estado destinadas a sostener el sistema energético alcanzaron los US$ 1.240 millones, lo que representa un incremento del 105% respecto del mismo período del año pasado, de acuerdo con un informe elaborado por la consultora Economía y Energía, dirigida por Nicolás Arceo.
El crecimiento de las asistencias públicas se produce en un contexto de creciente tensión fiscal. Mientras los ingresos del sector público registraron una caída real del 4,3% interanual durante los primeros cuatro meses del año, el Gobierno debió profundizar el ajuste del gasto para sostener el superávit fiscal.
Aun así, la dinámica de los subsidios energéticos se movió en sentido contrario y se convirtió en uno de los principales factores de presión sobre las cuentas públicas.
Según el relevamiento, el 74% de los subsidios energéticos otorgados entre enero y abril tuvo como destino a CAMMESA, la compañía encargada de administrar el mercado eléctrico mayorista.
El aumento de los costos derivados de la reforma del sector eléctrico y una menor recomposición tarifaria para los usuarios explican buena parte del incremento de las transferencias.
El informe destaca que durante los primeros cuatro meses de 2026 la cobertura de las tarifas eléctricas sobre el costo de generación se redujo significativamente. Mientras que en igual período de 2025 los usuarios financiaban el 69% del costo de producir electricidad, este año esa participación cayó al 62%.
La reducción de la cobertura se produjo pese a que el costo residencial de la energía eléctrica aumentó hasta los US$ 81 por MWh, un 18% más que un año atrás. Sin embargo, el precio estacional abonado por los usuarios sin subsidios alcanzó los US$ 74 por MWh, apenas tres dólares más que en 2025, mientras que para los usuarios subsidiados se mantuvo en torno a los US$ 25 por MWh.
Como resultado, los hogares sin subsidios pagaron una factura eléctrica promedio de $58.239 mensuales, prácticamente sin cambios en términos reales frente al año anterior. Los usuarios que reciben asistencia estatal abonaron en promedio $43.218 por mes.
En este segmento, las facturas mostraron una reducción del 2% para quienes anteriormente integraban la categoría Nivel 3 y un incremento del 15% para los ex usuarios Nivel 2.
La consultora señala que la combinación de mayores costos y tarifas que crecieron por debajo de esa evolución obligó al Estado a incrementar las transferencias para cubrir la diferencia entre los ingresos del sistema y los costos reales de abastecimiento.
Una situación similar se observa en el mercado de gas natural, aunque con particularidades propias. Entre enero y mayo de este año, el costo de abastecimiento para la demanda prioritaria se ubicó en US$ 3,7 por millón de BTU (MMBTU), prácticamente sin cambios respecto de los US$ 3,6 registrados en el mismo período de 2025.
Los usuarios sin subsidios afrontaron un precio del gas 24% superior al del año pasado, aunque todavía se ubica 4% por debajo de los valores observados en 2023. En tanto, los usuarios subsidiados pagaron en promedio US$ 1,7 por MMBTU, lo que implica aumentos del 65% respecto de los antiguos beneficiarios del Nivel 2 y del 18% para quienes pertenecían al Nivel 3.
En términos de facturación, los hogares sin subsidios abonaron en promedio $50.995 mensuales por el servicio de gas, un 11% más que un año atrás. Los usuarios con asistencia estatal pagaron alrededor de $40.482 por mes, con incrementos del 11% para los ex Nivel 2 y del 3% para los ex Nivel 3.
El informe remarca además que la apreciación cambiaria registrada durante los últimos meses contribuyó a moderar el impacto tarifario. Dado que el precio del gas en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) se encuentra dolarizado, la estabilidad del tipo de cambio permitió contener parcialmente la evolución de las facturas y sostener el proceso de recomposición tarifaria medido en dólares.
Más allá de la evolución de las tarifas, Economía y Energía advierte que la expansión de los subsidios ocurre en un escenario fiscal más restrictivo. La recaudación se encuentra por debajo de los niveles registrados en 2024 y 2023, mientras que el gasto público acumulado es actualmente 29% menor en términos reales respecto del mismo período de 2023.
En ese contexto, el informe concluye que la continuidad del proceso de normalización tarifaria será determinante para evitar que los subsidios energéticos continúen creciendo y profundicen las tensiones sobre el equilibrio fiscal que busca sostener el Gobierno.
Más allá de la baja de la intensidad del conflicto en Medio Oriente y del consecuente bloqueo del Estrecho de Ormuz, las tensiones desatadas desde inicios de marzo quebraron la dinámica comercial que rigió al sector durante las últimas décadas.
De acuerdo con el último informe de la Agencia Internacional de Energía (IEA), la combinación de una oferta severamente restringida, una volatilidad de precios inédita y el debilitamiento de las principales variables macroeconómicas globales desatarán una contracción histórica de la demanda mundial de petróleo durante 2026.
En este escenario de profunda incertidumbre y escasez, se consolida la Cuenca del Atlántico como el eje de abastecimiento alternativo para los mercados desabastecidos de Asia, y lo que pasó a llamarse el Quinteto de las Américas, es decir el grupo de los grandes productores de hidrocarburos del continente que son Estados Unidos, Brasil, Canadá, Guayan y la Argentina.
Según las proyecciones del organismo, el consumo global de crudo promediará los 104 millones de barriles diarios en 2026. Esta cifra representa un recorte de 420.000 barriles por día respecto al año anterior, pero el verdadero impacto se mide frente a las proyecciones previas al conflicto: el mercado consumirá 1,3 millones de barriles diarios menos de lo que se estimaba originalmente para este año.
La disparada de los precios internacionales actúa como el principal vector de destrucción de la demanda.
Durante abril, el crudo de referencia promedió los 120,36 dólares por barril, tras experimentar oscilaciones intradiarias violentas de hasta 50 dólares.
El impacto macroeconómico ya se hace sentir en la economía real, forzando una rebaja en las previsiones de crecimiento del PBI mundial del 3,4% al 2,9%, mientras los gobiernos implementan medidas de emergencia que van desde subsidios y rebajas impositivas hasta casos puntuales de racionamiento encubierto mediante la adopción de jornadas laborales.
El epicentro de este freno histórico se localiza en el segundo trimestre de 2026. Para este período, la IEA prevé un desplome de la demanda global de 2,45 millones de barriles diarios en términos interanuales.
El retroceso es generalizado: las economías que integran la OCDE contraerán su consumo en 930.000 barriles diarios, mientras que las naciones fuera del bloque registrarán una caída de 1,5 millones de barriles por día.
Los sectores petroquímico y de la aviación comercial lideran las pérdidas en la actividad industrial. En el caso del transporte aéreo, las tarifas del combustible para aviones (jet fuel) llegaron a triplicarse desde el inicio de las hostilidades, provocando la primera contracción del tráfico global de pasajeros en un lustro.
La retracción del consumo es la respuesta directa a un shock de oferta inédita en la historia moderna. En abril, la producción mundial de petróleo retrocedió otros 1,8 millones de barriles diarios, ubicándose en un promedio de 95,1 millones de barriles por día. Con este volumen, las pérdidas de suministro acumuladas desde febrero ascienden a 12,8 millones de barriles diarios.
La parálisis del Estrecho de Ormuz restó al mercado internacional 14,4 millones de barriles diarios procedentes de los productores del Golfo Pérsico respecto de sus niveles previos a la crisis, acumulando un déficit superior a los 1.000 millones de barriles.
Bajo la hipótesis de que las vías marítimas inicien una normalización gradual a partir de junio, la IEA estima que la oferta global para todo 2026 promediará 102,2 millones de barriles diarios, lo que implica una caída anual de 3,9 millones de barriles por día.
Ante este bache, el organismo activó una liberación coordinada de reservas estratégicas de 400 millones de barriles para mitigar un déficit de líquidos que alcanzará su pico en septiembre de 2026 con 900 millones de barriles.
Frente al colapso de la oferta en Medio Oriente, el mapa de los flujos comerciales se redibuja de forma acelerada hacia el oeste. Las exportaciones de petróleo desde la Cuenca del Atlántico con destino a los mercados ubicados al este de Suez aumentaron en 3,5 millones de barriles diarios desde febrero.
Este flujo estratégico está sostenido casi en su totalidad por el incremento productivo de los países ajenos a la alianza OPEP+, un bloque dinamizado por el avance del mencionado «Quinteto de las Américas».
A este esquema se suma una anomalía logística por el incremento de las exportaciones de Rusia, que debido a los persistentes ataques contra sus refinerías, Moscú se vio obligado a reducir el procesamiento interno de crudo y a desviar esos volúmenes excedentes directamente como exportación de materia prima sin procesar.
La contracara del fortalecimiento del Atlántico es la severa crisis de abastecimiento que padecen los grandes centros industriales de Asia, estructuralmente dependientes del Golfo Pérsico.
Las importaciones marítimas de China registraron una caída de 3,6 millones de barriles diarios entre febrero y abril, una tendencia contractiva que se replica con la misma gravedad en terminales de Japón, Corea del Sur e India.
Para agravar el panorama, la crisis del crudo se trasladó con fuerza al eslabón industrial de la refinación. El procesamiento global en las refinerías se hundirá un promedio de 4,5 millones de barriles diarios durante el segundo trimestre del año, tocando un piso de 78,7 millones de barriles diarios como consecuencia de los daños en infraestructuras clave y la escasez de materia prima.
Para el balance consolidado de todo 2026, la caída en la actividad de refinación promediará 1,6 millones de barriles diarios.
Aunque la falta de productos destilados empujó los márgenes de ganancia de las refinerías operativas a niveles récord, la escasez física de combustibles procesados amenaza con transformarse en el próximo cuello de botella para el transporte y la industria global, extendiendo los efectos de la crisis mucho más allá de las fronteras de los yacimientos petroleros.
YPF completó en Puerto Quequén una operación logística clave para la obra offshore del proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS): la carga de cadenas y anclas que serán utilizadas en el sistema de fondeo de las futuras monoboyas de exportación en Punta Colorada, Río Negro.
La maniobra, ejecutada con planificación de alta complejidad y en tiempo récord, permite al proyecto avanzar hacia la etapa de instalación offshore, uno de los componentes centrales para conectar la producción de Vaca Muerta con los mercados internacionales.
Según informó la compañía, los materiales embarcados forman parte del sistema que será instalado en el lecho marino por un buque especializado de la empresa noruega DOF Group ASA. Esta infraestructura permitirá fijar la posición de las dos monoboyas que integrarán el sistema en altamar, desde donde se realizará la carga de crudo a buques de gran porte.
El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, destacó la relevancia del avance para el desarrollo exportador de la Argentina. “El desarrollo de Vaca Muerta requiere infraestructura a la altura de los grandes proyectos globales. Cada etapa que completamos refuerza nuestra visión de construir una plataforma exportadora de clase mundial”, señaló.
El proyecto VMOS es una de las obras estratégicas para destrabar el crecimiento de la producción de petróleo no convencional en la cuenca neuquina. Su objetivo es ampliar la capacidad de transporte y exportación de crudo desde Vaca Muerta hacia el Atlántico, con una terminal offshore diseñada para operar en condiciones seguras y con escala internacional.
El fondeo constituye una pieza esencial de la futura operación offshore en Punta Colorada, ya que será el sistema encargado de asegurar las instalaciones en el lecho marino y mantener la posición de las monoboyas en altamar. Con la finalización de la carga en Puerto Quequén, el proyecto se aproxima a la fase de instalación, un paso determinante para completar la cadena logística que unirá la producción neuquina con la exportación marítima.
“Este hito representa un avance concreto en la infraestructura offshore, orientada a consolidar la exportación de petróleo y posicionar a la Argentina en el mercado global”, afirmó Gustavo Chaab, CEO de VMOS.
La primera campaña logística incluyó la movilización de seis anclas tipo High Holding Power (HHP), de aproximadamente 42 toneladas cada una, y seis cadenas de fondeo de 400 metros de longitud, con un peso cercano a 72 toneladas por unidad. Se trata de componentes críticos para garantizar la estabilidad operativa del sistema offshore.
De acuerdo con la información difundida por YPF, está prevista una segunda campaña logística con el mismo equipamiento, en iguales características y cantidades. Esa nueva etapa permitirá completar el esquema de aseguramiento de las futuras instalaciones offshore, necesarias para la exportación de crudo mediante buques tipo VLCC, utilizados en operaciones de gran escala.
La operación en Quequén confirma el avance de una obra clave para el salto exportador del shale oil argentino. En un contexto en el que Vaca Muerta continúa incrementando su producción, la infraestructura de transporte, almacenamiento y despacho marítimo aparece como una condición indispensable para transformar ese potencial en divisas, inversiones y mayor integración al mercado internacional de petróleo.
Dos datos cruzan el mundo petrolero sobre el final de la semana. Por un lado, el grupo de petroleras del VMOS mira cada vez más de cerca la salida al Atlántico. Por otro, viejos campos maduros del sur del país, ese reaseguro de la demanda doméstica en la era del shale, buscan garantizarse su impronta con un RIGI en el emblemático Cerro Dragón, el principal activo de PAE en Chubut, clave histórica del mundo convencional en el Golfo San Jorge.
No son agendas contrapuestas, sino dos condiciones para que el país sostenga barriles hoy y escale ventas externas mañana (en casi nada).
La operación de YPF en Puerto Quequén esta semana encierra una clave de la logística exportadora en la que está por incursionar Argentina. La carga de cadenas y anclas destinadas al sistema de fondeo de las futuras monoboyas en Punta Colorada marca el ingreso de VMOS en el momento de la instalación offshore.
El plan despejará uno de los cuellos de botella del shale oil argentino. Vaca Muerta sube mes a mes su velocidad crucero: los pozos no convencionales parecen tomar carrera para la primera inyección del canal dedicado, prevista para finales del 2026. Hoy el oleoducto se encuentra en un 65 por ciento de avance en su construcción.
De acuerdo con lo que informó la empresa, llegaron seis anclas tipo High Holding Power, de unas 42 toneladas cada una, y seis cadenas de 400 metros, con un peso cercano a 72 toneladas por unidad. La segunda campaña, con equipamiento equivalente, deberá completar el esquema de aseguramiento de las instalaciones en cercanías de Sierra Grande.
El Puerto de Quequén recibió insumos clave para Punta Colorada.
El itinerario es transformador a todas luces. Para las productoras de la Cuenca Neuquina significa acercarse a un esquema donde los barriles incrementales tengan una ruta más directa al mercado global.
Para Río Negro, supone consolidarse como provincia clave en la salida exportadora, si bien ahora asoma su veta productiva con su parte de Vaca Muerta y los incipientes desarrollos que la colocan como doblemente estratégica.
El crudo empuja: los 628.000 barriles diarios en promedio de abril para Neuquén (97% variante shale) también impulsaron el mayor registro de la historia petrolera de Argentina, ese nuevo paradigma de marcas nacionales inaugurado en octubre pasado. La cota de abril llegó a los 891.704 barriles diarios para el total nacional, récord absoluto por ahora.
En la era de la postulación al RIGI en el petróleo, otro movimiento fuerte llegó desde el convencional. PAE presentará al programa de incentivo un proyecto por cerca de US$ 680 millones para desarrollar recuperación terciaria en Cerro Dragón, en Chubut.
La iniciativa contempla 22 plantas de inyección de polímeros, nuevas perforaciones e intervenciones sobre 650 pozos.
En un escenario dominado por la narrativa de Vaca Muerta (donde PAE también es precursora y apuesta al GNL), el anuncio recuerda el peso central de la cuota del convencional.
Cerro Dragón es un activo maduro, pero estratégico. La inversión busca incrementar la producción y reducir el declino natural de una de las áreas más relevantes de la Cuenca del Golfo San Jorge.
Según las estimaciones informadas, podría generar una producción incremental acumulada cercana a 24 millones de barriles durante la vida útil del esquema, con un pico adicional superior a 11.300 barriles diarios.
Para Chubut, el punto es sensible: sostener producción en campos maduros significa defender empleo, regalías, servicios regionales y capacidad operativa, en un momento en el que no son pocos los actores que migran a Neuquén.
Es verdad: la recuperación terciaria con polímeros no tiene el atractivo comunicacional de un nuevo oleoducto exportador, pero puede permitir suavizar la curva de declino. En un país que busca aumentar exportaciones, este tramo de los barriles disponibles permite ordenar la transición hacia la matriz shale desde los segmentos maduros más eficientes y productivos.
Los futuros del petróleo mostraron una caída superior al 1% y se encaminaron a su mayor “pérdida” semanal desde principios de abril, ante un posible acuerdo entre Estados Unidos e Irán.
El Brent retrocedió hasta US$ 92,67 por barril, y el WTI cayó 1,4%, hasta US$ 87,64. La industria viene de picos de hasta 118 dólares en el último trimestre.
Hay una suerte de “veranito” del precio: los principales desarrollos de Neuquén en el mundo no convencional son rentables a un barril de 45 dólares. El valor del cierre de esta semana duplica casi ese margen, si bien es cierto que no todo (qué es y qué no es rentable en Vaca Muerta) es tan lineal. Cada pozo, cada locación, cada hub, tiene sus propias reglas de juego.
En este tramo del año, el salto exportador argentino se está dando en un contexto de precios altos. Es una leve cuota de alivio para aquellas empresas que salen a tomar deuda para financiar el crecimiento. Es el juego de la aceleración, la resiliencia, de la coyuntura internacional y de la eficiencia local.
Lo sabe también el gobierno de Rolando Figueroa, que encaró su presupuesto del 2026 con un barril proyectado por debajo de los 60 dólares. Neuquén ya tuvo una muestra reciente del efecto precio-producción.
En abril, las regalías y el canon extraordinario de producción crecieron 43,4% mensual, de unos $169.000 millones a $252.000 millones, impulsados sobre todo por el petróleo. En términos interanuales, el salto fue de 82,9% nominal y 38,3% real, según la información disponible.
Vaca Muerta es esencial en las cuentas provinciales. También expone una dependencia creciente de variables que Neuquén no controla (ya quisieran otras provincias ese problema para sí): el Brent, la geopolítica y las condiciones de acceso a mercados externos.
Es en ese tablero donde en el corto plazo comenzarán a esbozarse más claramente los movimientos políticos de cara al 2027. En ese contexto, el shale será, como siempre, un botín de disputa política casi sin par en Argentina.
La expansión de Vaca Muerta abrió una nueva discusión en el sector energético: cómo transformar el crecimiento de la producción de gas en desarrollo industrial y valor agregado para la economía argentina.
Ese será el eje central de la Jornada de la Industria Petroquímica 2026 organizada por el Instituto Petroquímico Argentino (IPA), que se realizará el próximo 9 de junio en Buenos Aires.
Bajo el lema “De la energía al desarrollo industrial competitivo”, el encuentro reunirá a referentes de empresas, especialistas y autoridades para analizar qué condiciones necesita la Argentina para convertir sus recursos energéticos en inversiones productivas, empleo y exportaciones industriales.
En el sector coinciden en que el crecimiento del shale gas abre una oportunidad inédita para la petroquímica local. El desafío, aseguran, es evitar que el país quede limitado a exportar gas o petróleo sin procesar y avanzar hacia cadenas de mayor valor agregado vinculadas a fertilizantes, plásticos, químicos e insumos industriales.
La presidenta de la Jornada y titular de Dow para la región, Dolores Brizuela, afirmó que “la oportunidad es única” para transformar los recursos energéticos en desarrollo industrial sostenido.
Según planteó, el desafío pasa por combinar competitividad, inversiones y articulación público-privada para consolidar una agenda industrial de largo plazo.
Uno de los paneles centrales abordará justamente la disponibilidad de gas y materias primas para expandir la petroquímica argentina. Allí participarán representantes de Compañía MEGA y Transportadora de Gas del Sur (TGS), quienes debatirán sobre infraestructura, integración energética y capacidad de abastecimiento para nuevos desarrollos industriales.
La agenda también incluirá discusiones sobre inteligencia artificial aplicada a procesos industriales, eficiencia operativa e innovación tecnológica, en un contexto donde las compañías buscan mejorar costos y productividad para competir en mercados globales.
Otro de los focos estará puesto en las condiciones necesarias para atraer inversiones. Funcionarios nacionales y ejecutivos del sector analizarán aspectos vinculados a competitividad, estabilidad regulatoria, disponibilidad de infraestructura y acceso a materias primas.
El tradicional panel de CEOs reunirá a directivos de empresas como Dow, Profertil, Petroquímica Cuyo, Unipar y Compañía MEGA, quienes debatirán sobre las decisiones de inversión y el futuro del sector petroquímico argentino.
Desde el IPA sostienen que el país enfrenta un cambio de paradigma. “El desafío ya no pasa solamente por disponer de recursos energéticos, sino por desarrollar una visión industrial que permita transformarlos en competitividad, empleo y crecimiento”, señaló Gabriel Rodríguez Garrido.
En un escenario global atravesado por la demanda creciente de gas y el reposicionamiento energético de la Argentina, la discusión de fondo empieza a correrse: ya no se trata solo de extraer más hidrocarburos, sino de cuánto valor agregado podrá generar el país a partir de ellos.
El sector energético argentino consolidó en abril de 2026 una nueva etapa de expansión, impulsada principalmente por el crecimiento de la producción no convencional en Vaca Muerta, el aumento de las exportaciones y la mejora del saldo comercial energético.
Así surge del último Informe de Tendencias Energéticas elaborado por el Instituto Argentino de la Energía General Mosconi, que muestra un escenario de fuerte dinamismo para el petróleo, recuperación parcial del gas y avance sostenido de las energías renovables.
La producción de petróleo registró en abril un crecimiento interanual del 18,7% y acumuló una suba del 15,3% en los últimos doce meses, alcanzando un nuevo récord histórico.
El informe atribuye este desempeño al fuerte avance del segmento no convencional, que ya representa el 70% del total producido en el país y creció 38,7% interanual.
El motor de esa expansión continúa siendo la cuenca neuquina y, especialmente, Vaca Muerta, donde la producción petrolera aumentó 39,5% frente al mismo mes del año pasado y 32,2% en la comparación acumulada anual. La formación concentra actualmente el 68% del petróleo producido en la Argentina y el 57% del gas natural.
Dentro del shale oil, YPF mantuvo el liderazgo con el 53% de la producción total de Vaca Muerta y un crecimiento interanual del 37,2%. El avance de la producción no convencional compensó la caída del segmento convencional, que retrocedió 10,7% interanual.
En el caso del gas natural, el informe muestra una recuperación moderada respecto de los primeros meses del año. La producción creció 2,8% interanual en abril y acumuló una mejora de 0,4% en los últimos doce meses. El segmento no convencional volvió a sostener el crecimiento, con un alza de 12,4%, impulsado principalmente por el shale gas, que avanzó 19,7%.
La cuenca neuquina volvió a explicar gran parte de la mejora, con un incremento del 9,6% interanual en la producción gasífera. En contraste, el gas convencional cayó 12,7%, mientras que el tight gas registró una baja del 20,9%, reflejando el desplazamiento gradual de la producción tradicional frente al desarrollo no convencional.
El informe también destacó el crecimiento de la demanda eléctrica. En abril aumentó 7,7% interanual y acumuló una leve mejora de 0,2% en doce meses. El consumo residencial avanzó 11,1% y el industrial 11,9%, lo que muestra una recuperación parcial de la actividad económica y del consumo energético productivo.
En paralelo, las energías renovables continuaron ampliando su participación dentro del sistema eléctrico argentino. La generación renovable creció 17,3% en los últimos doce meses y ya representa el 20% del mix de generación nacional, consolidando su expansión dentro de la matriz energética.
Otro de los datos destacados del relevamiento fue la fuerte mejora del comercio exterior energético. Abril cerró con un superávit de US$ 1.402 millones, un 151,4% superior al registrado un año antes.
Las exportaciones energéticas crecieron 85,9% interanual gracias tanto a mejores precios internacionales como al incremento de los volúmenes exportados, mientras que las importaciones cayeron 45,4%.
En términos acumulados, las exportaciones de petróleo crecieron 35,6% en los últimos doce meses y las de gas aumentaron 19,7%, fortaleciendo el aporte del sector energético a la generación de divisas para la economía argentina.
Sin embargo, algunos indicadores mostraron señales mixtas. Las ventas de combustibles líquidos retrocedieron 6,9% interanual en abril, afectadas principalmente por la caída del gasoil común y de las naftas súper. También disminuyó el gas entregado por redes, con una baja de 4,9% interanual.
En el segmento de biocombustibles, el bioetanol mantuvo una evolución positiva, con una producción que creció 6,4% interanual. El biodiesel, en cambio, mostró un escenario más complejo: la producción cayó 2,4%, aunque el aumento de las ventas internas compensó parcialmente el desplome de las exportaciones.
El informe del IAE Mosconi refleja así una tendencia cada vez más marcada: el sector energético argentino profundiza su transformación alrededor de Vaca Muerta, el crecimiento exportador y el avance del shale, mientras la discusión comienza a desplazarse hacia cómo sostener infraestructura, inversiones y demanda para consolidar ese nuevo ciclo energético.
